市场分析：2011年上半年市场分析2011.6.23[1].doc

二0一一年上半年联合体市场分析华东煤炭销售联合体秘书处 2011.6.282011年上半年国民经济继续保持较快增长，在十二五开局之年、庆祝中国共产党成立90周年，应对通货膨胀和输入性通膨的背景下，国家实施紧缩性的货币政策，对高耗能行业的结构调整开始发挥作用，同时人民币继续保持小幅升值状态，以及应对国际金融后危机时代，保民生需要的大局出发，一季度国内生产总值完成96311亿元，比2010年同期增长9.7%。根据2010年上半年国内生产总值完成173615亿元人民币，以此为基点进行预测，2011年上半年国民经济增长预计在9.5-9.7%，经济总量预测达到190108-190455亿元人民币。根据2010年全年国内生产总值397983亿元，预计今年将完成433800-435800亿元人民币。从各地“十二五”规划和实际增长水平分析，预计经济增长速度将会高于此基准预测，从高耗能行业的增长速度回落进行分析，今年上半年国民经济实际增长水平可能会略高于高于10%。上半年存在的主要问题是，经济增长放缓和税收的高增长形成对比，资源性和农产品价格上涨推高物价水平，中小企业资金紧张状况开始出现，在劳动力成本提高、资源价格上涨、人民币升值的共同影响下，部分外贸加工经营企业经营困难。一、煤炭指标完成情况分析。（一）煤炭生产根据统计快报2011年五月煤炭产量完成31500万吨，同比增加3459万吨，增长幅度为12.3%。1-5月份煤炭产量完成145290万吨，同比增加17268万吨增长13.5%，平均每月增加产量3453万吨。2010年上半年煤炭快报产量完成157111万吨，产量增速达到20.2%，占当年煤炭产量的48.49%。预计今年上半年煤炭产量完成17.6亿吨左右。全年预计完成煤炭产量36.6亿吨。其中，1-5月份，内蒙古生产原煤36950万吨，占全国煤炭产量的25.43%，同比增加9899万吨，增长36.6%，占同期全国煤炭增长量的57.3%。表1 2011年上半年煤炭产量参考数据 单位：万吨 月份一月二月三月四月五月六月预测合计产量280002127028000300003150031500176000从和国内资源相关的的煤炭进出口情况分析，2010年出口煤炭1903万吨，进口1.65亿吨，净进口1.46亿吨。其中，焦煤进口量4727万吨，同比增长37%，占同期进口量的32.38%。在全球9亿吨的煤炭贸易量中，我国煤炭2010年进出口总量达到1.85亿吨，贸易占比为20%。2011年5月我国进口煤炭1340万吨，比去年的1100万吨增加240万吨、增长21.82%，比今年4月1110万吨的煤炭进口量增长20.72%。煤炭进口量自2月份下降至676万吨之后，连续三个月保持上涨。今年1-5月，中国煤炭进口总量为5688万吨，较去年6898万吨的同期水平减少1210万吨、跌幅为17.54%。考虑到国家将煤炭进口关税降低到13%，也就是说在进口煤价平均900元/吨的基础上，预测可能降低进口动力煤煤炭成本在每吨35元左右，可以降低炼焦精煤约100元/吨，对于进口没有太大的促进作用。根据国内经济降温、人民币升值、降低进口环节税、国内资源供应特点等综合作用分析，预计全年煤炭净进口在1.5亿吨左右。全年国内消费煤炭资源量将会达到37.5亿吨左右，比上年增加约10%，或将高于同期国民经济增长水平。表2 2010年，全球煤炭消费量前十的国家排名国家消费量（百万吨油当量）与09年比变动幅度占全球总量中国1713.510.1%48.2%美国524.65.7%14.8%印度277.610.8%7.8%日本123.713.7%3.5%俄罗斯93.82.1%2.6%南非88.71.1%2.5%德国76.56.7%2.2%韩国76.010.8%2.1%波兰54.03.9%1.5%澳大利亚43.4-16.1%1.2%（二）煤炭运输中转5月份全国铁路运输煤炭18613万吨，同比增加1847万吨增幅11%。1-5月份铁路发运货物160933万吨，全国煤炭铁路运量完成92263万吨，同比增加10919万吨，增幅13.4%，低于同期煤炭产量增幅0.1个百分点，占当期铁路货物发运量的57.33%。其中电煤累计完成65604万吨，同比增加9413万吨，增幅16.4%。1-5月份大秦线完成煤炭运输17882万吨，同比增加1489万吨，增幅9.1%。侯月线完成7426万吨，增加105万吨增幅1.4%。大秦线、侯月线运量占煤炭运量的27.43%，比上年同期下降1.7个百分点，合计增加煤炭运量1594万吨占当期铁路煤炭运输增加量的14.60%。表3 2011年上半年煤炭铁路运量参考数据（六月为预测值） 单位：万吨、辆月份一月二月三月四月五月六月*合计月均/日均运量18730169811845515633186131880011106318510电煤运量1348912276129101119912922130007860413100日均装车69869696246792365573687876900041077668462电煤日装车46973469424513041838439034700027176845295从表3结合表1中我们可以看出，今年四月份煤炭产量完成情况良好，同月份煤炭运量以及电煤运量都出现明显下降，运量和装车量甚至低于2月份的28天完成的数量，四月份出现发电用煤紧张的问题也就找出了答案。五月份电煤装车和运量虽然勉强有所好转，仍然低于1、2月份完成水平。如果结合三月份以后国际煤价上涨以后，国内进口煤炭减少，而在同期部分地区遭遇干旱天气影响，水电出力不足，对火电的依赖程度提高，电煤紧张的问题再度延续。5月份全国港口中转煤炭5778万吨，同比增加882万吨增幅18%。其中内贸煤炭完成5705万吨，同比增加927万吨增幅19%。5月末全国港口煤炭库存1870万吨，同比增加72万吨增幅4%。1至4月份，规模以上港口完成煤炭及制品吞吐量6.0亿吨，同比增长18.2%。其中，完成内贸吞吐量5.4亿吨，同比增长22.8%；完成外贸吞吐量5797万吨，同比下降12.5%，其中外贸进港吞吐量4840万吨，同比下降17.6%。从国内、国际煤炭价格，以及煤炭出口税收的因素分析，今后煤炭进口将会逐年增加，出口出现不断递减状况。（三）煤炭价格一季度澳大利亚BJ动力煤离岸价格平均值128美元/吨，同比涨幅接近30%；纽卡斯尔动力煤价格最高136.3美元/吨，同比涨幅43%；炼焦煤的平均价格285美元/吨，并一度达到350美元/吨的历史高位。同期国内市场煤炭价格保持同步运行，上涨幅度略低于国际市场，从联合体价格同比分析发现存在更大的后发优势。（四）重点行业情况1、电力：在需求不断增长的作用下，全国发用电量持续较快增长，5月份增速环比略有回落，5月份水电发电量出现负增长，月度火电发电量连续5个月超过3000亿千瓦时；发电设备利用小时略高于上年同期，但5月份的水电设备平均利用小时为近几年来同期最低水平。1-5月份，全国规模以上电厂发电量18162亿千瓦时，同比增长12.8%，预计上半年全国发电量完成，22300亿千瓦时，全年发电量4.75万亿千瓦时。其中，1-5月份水电发电量2078亿千瓦时，同比增长16.8%，高于电力增长速度4个百分点，高于火电增长速度4.7个百分点，上半年水电对于发电和经济增长的仍然贡献仍然是正面的。1-5月份水电占同期全部发电量的比重为11.43%，比上年同期占比13.15%下降1.72个百分点。5月份全国规模以上电厂水电发电量511亿千瓦时，同比下降2.9%，增速由正转负，长江中下游干旱已经严重影响水电出力。比上年水平虽然下降，比今年以来的效果要好，基本上是由于去年同期水电增速强劲高达16.4%所致，今年五月份水电发电占比提高到13.55%，仍高于1-5月份平均水平。5月份，水电出力下降明显主要表现在局部地区，供需比较紧张省份的火电发电量增长较快，如浙江增长24.6%，江苏（水电占比基本为零）增长15.4%，福建增长70.6%，江西增长37.6%，湖北增长41.0%，湖南增长61.8%，重庆增长53.8%。1-5月份，全国规模以上电厂火电发电量15278亿千瓦时，同比增长11.1%，电煤消耗量7.25亿吨。预计上半年火电发电量完成18300亿千瓦时，发电煤耗8.7亿吨。占同期国内煤炭产量的比重的50%，约占同期煤炭资源消费量的48%。全年火电发电量预计完成3.7万亿千瓦时，占发电量比重78%，发电煤耗17.8亿吨，占煤炭消费量的50%强。1-5月份，全社会用电量18545亿千瓦时，同比增长12.0%。1-5月份，全国工业用电量13682亿千瓦时，同比增长11.5%。其中，轻、重工业用电量同比分别增长10.8%和11.7%。1-5月份，化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计6130亿千瓦时，同比增长10.9%，比全社会用电量增速低1.1个百分点。5月份，四大重点行业用电量1317亿千瓦时，同比增长9.1%，比4月份降低2.6个百分点。四大重点行业合计用电量的增速、所占比重、贡献率的同比、环比均出现不同程度下降，说明今年一季度主要由高耗能用电形势旺盛带动的全社会用电加快增长的势头正在逐步减弱，政策调控作用有所显现。上半年的用电紧张应该表现为由于水电减发而出现局部电力供求失衡。1-5月份电力消费弹性系数预计为1.33，这一数据反应当前国民经济增长仍然依靠高耗能行业的发展和支撑大的基本局面没有得到良好的改观。火电新开工规模同比明显减少，东、中部地区装机增长缓慢1-5月份，全国基建新增发电装机容量2449万千瓦，比上年同期少投产369万千瓦，主要是火电新增装机比上年同期减少497万千瓦。1-5月份，水电、并网风电分别新增393万千瓦和409万千瓦，并网太阳能光伏发电新增9.78万千瓦。1-5月份，全国新开工发电装机规模比上年同期减少413万千瓦，其中火电新开工规模同比减少852万千瓦左右。5月底火电在建规模7400万千瓦，比上年同期减少1010万千瓦。截至5月底，全国6000千瓦及以上发电设备容量95569万千瓦，比上年同期净增9613万千瓦；其中水电设备容量18670万千瓦占19.53%，火电72119亿千瓦占75.46%，核电1082万千瓦，并网风电3637万千瓦；全国6000千瓦及以上发电设备容量以及火电设备容量分别同比增长11.1%和9.2%，分别低于全社会用电量增速0.9和2.78个百分点。分区来看，新增装机明显向西部、东北地区倾斜，1-5月份，西部、东北地区发电装机容量同比分别增长16.7%和13.5%，均高于同期全社会用电量增速15.6%和9.1%；中部、东部地区同比分别增长8.6%和8.1%，也都低于同期全社会用电量增速11.7%和10.8%，发电有效生产能力增速低于需求增速，导致电力供需形势总体比上年趋紧。3 月以来，全国部分地区出现淡季电荒，中电联预计夏 季用电高峰时段电力缺口高达 3000 万千瓦，为 2004 年电荒以来的最大缺口。导致电荒的因素是多方面的，包括：1） 煤炭供需结构不平衡；3）合同兑现率低、部分合同被倒卖；3）火电企业亏损严重，部分机组缺煤停机；4）中部地 区旱灾导致水电出力不足；5）高耗能行业集中复产；6）跨区域输电能力不足。但是，导致电荒的根源是现行的“市 场煤、计划电”体制下煤电关系未能理顺。煤炭市场化走回头路的概率较低，未来改革的核心在于电力的市场化。电荒刺激下电价改革有望逐步启动，煤价继续上涨的空间将打开。在煤电关系尚未理顺的背景下，合同煤价格时常 受到国家的管制。目前港口动力煤现货价格为 845 元/吨，年初以来均价为 797 元/吨，分别高出合同价 275 元/吨和 227 元/吨，这也是导致合同煤兑现率偏低和合同煤倒卖现象严重的直接原因。在电荒刺激下，未来电价有望逐步放 开，现货煤价的上涨空间将打开。而发电企业的经营压力得到缓解后，政府对合同煤价的控制将会松动。华东电网：据统计，今年1至5月份，华东（四省一市，不含山东、江西）全网统调最高用电负荷达1.504亿千瓦，同比增长12.61%；全网统调用电量4172.28亿千瓦时，同比增长15.2%。截至5月底，华东全网统调装机容量为1.8亿千瓦，占全国发电装机容量的18.83%。据预测，今夏华东全网最高用电负荷为19080万千瓦，同比增长14.9%，全网最大可调出力16694万千瓦，区外来电通过葛南、龙政、宜华、复奉、林枫直流通道总计可输入电力1060万千瓦，考虑备用可出现1719万千瓦的电力缺口，若出现极端情况，电力缺口或达2000万千瓦，发用电平衡形势异常严峻。1-5月份华东六省发电量合计5391.1亿千瓦时，占当期国内发电量的比例为35.29%。其中，江西发电量在增幅高达31.7%的情况下，仍然出现供用电紧张的局面，反映江西高耗能行业增速较快。福建发电量累计增幅高达64%，除山东外其余省市发电量增幅均高于全国当期增长速度，山东主要受省外来电因素，本省发电增速回落。根据中国电力报发表的文章统计表明，截至2010年底，华东区域全网发电设备容量突破2亿千瓦，达到20390.3万千瓦，同比增加8.45%。去年，华东区域全网发电量为9830.3亿千瓦时，同比增长15.4%；最高用电负荷16605.9万千瓦，同比增长15.4%；全社会用电量达到10375亿千瓦时，同比增长14.91%。2010年，统计发电企业年利润总额108.25亿元，同比减少77.9亿元；平均上网电价427.64元/千千瓦时（含税，下同），同比减少0.12元/千千瓦时；单位发电成本310.79元/千千瓦时，其中78.40%为燃料成本，成本水平同比上升31.72元/千千瓦时。电网企业利润状况较好。2010年，华东四省一市电网企业实现净利润55.91亿元，与2009年亏损相比有明显好转，增长314.22%。去年华东区域电网企业购区域内发电企业电量为8386.50亿千瓦时，同比增加16.06%；平均上网电价为442.53元/千千瓦时，比2009年下降4.26元/千千瓦时。2010年，华东区域四省一市电网企业平均销售电价为605.27元/千千瓦时（不含政府性基金和附加，全口径销售电价），同比增长13.86元/千千瓦时。2010年华东区域电网企业共发生输配电成本（含财务费用）1255.85亿元，与上年同期相比增长22.93%。单位输配电成本132.46元/千千瓦时，比去年同期提高了6.91元/千千瓦时。分省市看，单位输配电成本最高的是上海市电力公司、最低的是浙江省电力公司，分别为174.44元/千千瓦时、132.46元/千千瓦时。电网企业平均输配环节电价159.97元/千千瓦时（其中，平均直供输配电价为235.68元/千千瓦时），同比增加4.94元/千千瓦时，平均输配环节电价占销售电价26.43%。其中，上海、江苏、浙江、安徽、福建输配环节电价为别为239.68元/千千瓦时、158.86元/千千瓦时、149.02元/千千瓦时、130.94元/千千瓦时、136.20元/千千瓦时。2010年，华东区域由省级及以上电网结算的发电企业共297家，全年结算上网电量7798.51亿千瓦时，应结电费3452.42亿元，实结电费3452.42亿元，电费结算率为100%。2010年度华中区域电力系统规模持续增长，社会用电量增势迅猛。全年新增统调装机1336.8万千瓦时，同比减少484.8万千瓦。截至2010年底，华中六省市全口径发电装机已经达到19973.4万千瓦。2010年，华中区域夏、冬两季华中电网最大负荷均首次过1亿千瓦，最大负荷11118万千瓦，同比增长达19.26%。全年全社会用电量7730亿千瓦时，同比增长达15%。华中区域水电装机所占比重较大，占比达43.08%，电网丰枯季节性特征明显。“先旱”导致了拉闸限电，华中区域用电形势一度紧张。目前华中区域统调装机容量大约1.73亿千瓦，今年又将有约800万千瓦的新增装机，合计装机约1.8亿千瓦。预计华中区域今年最大负荷为1.3亿千瓦，装机完全能够满足负荷要求。2010年，华中区域火电企业严重亏损，尤其是常规燃煤发电厂几乎全面亏损。华中六省市火电企业合计亏损达99.93亿元，除重庆火电企业有0.96亿元的微利，河南、湖北、湖南、江西、四川火电企业分别亏损54.63亿元、11.1亿元、14.36亿元、15.6亿元和5.2亿元。2、冶金行业5月份全球64个主要产钢国家和地区粗钢产量为1.29865亿吨，同比增长4.2%。今年1月5月份，全球64个主要产钢国家和地区粗钢总产量为6.296亿吨，同比增长7.3%。预计今年全球粗钢产量接近16亿吨。5月份，中国大陆粗钢产量为6025万吨，同比增长7.8%。扣除中国大陆后，5月份全球粗钢产量为6962万吨，同比增长1.2%。5月份全球钢厂的整体开工率为81.7%，比4月份下降约0.6个百分点，比去年5月份下降约0.6个百分点。5月份，全球粗钢日均产量为418.9万吨，同比增长4.2%，环比下降0.4%。中国钢铁工业协会日前发布最新统计显示，今年5月份国内重点钢铁企业共生产粗钢5034.83 万吨，平均日产量为162.41万吨。由此估算5月份全国生产粗钢将共计6046.03万吨，日均产量可达195.03万吨，较4月份明显减少1.74万吨，环比降幅0.88%。 全月粗钢日均产量仍在195万吨以上，则意味着国内粗钢产能利用率仍可能保持在较高水平。预计全年粗钢产量接近7亿吨，从各地区钢材的产销状况来看，存在不平衡的问题。1月4月份，华北地区生产的粗钢占全国总量的30.66%，而销售的钢材仅占全国的19.05%，产大于需11.61个百分点；东北地区生产的粗钢占全国总量的18.48%，而销售的钢材仅占全国的5.95%，产大于需12.53个百分点；西部地区生产的粗钢占全国的9.94%，而销售的钢材仅占全国的4.87%，产大于需5.07个百分点。这3个地区加起来，产大于需29.4个百分点。而华东地区需要大于产7.13个百分点，东南地区需大于产12.94个百分点，西南地区需大于产4.02个百分点，这3个地区加起来需大于产24.09个百分点。也就是说全国有上亿吨的钢材将由华北、东北、西北，向华东、中南、西南地区转移。1-5月份全国焦炭产量17248.2万吨，预计2010年全年产量4.3亿吨，消耗炼焦原煤9.8亿吨，占2010年全国煤炭消费量的26%，同时约进口5000万吨。长期来看焦煤价格仍将平稳上涨。钢铁产量增速将逐步放缓，而钢铁行业高炉大型化、喷煤比上升、焦 比下降的发展趋势也将导致焦煤需求增速下降。 “十一五”期间，重点钢铁企业入炉焦比从 2005 年的 412 千克下降 至 2010 年的 369 千克，而喷煤比从 120 千克逐年上升至 2010 年的 149 千克。但同时应看到，中国优质焦煤资源稀 缺性不断得到重视，而供给增速也非常有限。国家正在制定焦煤保护性开采计划，预计细则可能包括总量控制、严 格准入、改革资源税、加大兼并力度、鼓励进口等方面，资金和技术优势明显、焦煤资源丰富的龙头公司将受益。特别是最近几年煤炭新投产项目，多以动力煤为主，炼焦煤的产能投资比例降低，结合政府对于稀缺煤种的保护政策，以及资源调出地区要求煤炭就地转化等因素的影响。在炼焦煤产、用之间的地区错位，推高精煤价格。国际市场价格继续走高以后，焦化用煤对于国内煤炭的依存度将提高。3、水泥：行业5月份全国产量19628万吨，同比增长19.2%；今年15月全国累计生产水泥75227万吨，同比增长19.3%。 预计上半年水泥产量将达到9.1亿吨，全年水泥产量完成22亿吨，按照吨水泥消耗煤炭170千克计算，上半年水泥行业消费煤炭1.55亿吨，全年消耗煤炭3.75亿吨。约占国内煤炭消费量的10%左右。未来城市化发展以及城市化水平的提高，城市基础设施建设质量的发展，水泥生产将保持较长时间的稳定增长。同时，今年以来水泥价格上涨迅猛效益大幅度提升，对于煤炭价格具有良好的承受能力，对于无烟煤市场发展具有更好的促进。二、对于煤炭市场走势的基本研判：在后金融危机和后核危机时代，以及去核化的进一步推进，全球经济对于煤炭需求将保持稳定增长，煤炭在能源消费比例格局中的地位将有所上升，煤炭的资源价值将继续彰显。在经济硬着陆风险较低、运输瓶颈持续存在的背景下，国内煤炭供应偏紧的态 势将延续。中长期分析，保障房加速、下游再库存启动、大秦再度检修等有望推动煤价继续上涨，行业盈利将保持稳健。 随着市场对宏观面和政策面等负面因素的逐步消化，煤炭压力将逐步释放，全球煤炭行业中长期前景乐观，资源价值日益彰显。在主要经济体缓慢复苏、澳洲洪灾余波尚存、全球核电进程放缓 以及印度逐步崛起的背景下，全球煤炭行业仍将维持较高景气度，供应持续偏紧，价格维持高位。1）日韩台煤炭进口 量快速增长，亚太地区煤炭需求旺盛；2）澳大利亚洪灾影响仍未完全消除，全球煤炭供应依然脆弱；3）日本核危机 影响全球核电进程，中长期利好国际煤炭需求；4）印度电厂和钢厂的建设将成为拉动国际煤炭需求的重要力量。 国内煤炭需求供应偏紧态势将延续。1）中国的工业化和城市化将伴随经济转型继续推进，为长期煤炭需求提供保障； 2）2014 年前铁路运力仍有较大瓶颈，从而继续制约国内供给；3）淡季电荒反映了电价改革滞后导致的煤电矛盾的激 化，中期来看电价改革有望提前，一旦煤电联动，动力煤价的上涨空间将打开；4）作为一种不可再生的资源和中国能 源安全最重要的保障，煤炭的资源价值将随能源结构的调整及核电比例的降低继续提升。 中长期煤价有望继续稳步上涨，行业盈利确定、下滑风险较低。中金宏观组认为国内经济硬着陆的概率较低，未来通 胀将有所回落但仍维持在较高水平。基于这种判断，煤炭行业未来需求不会出现显著下降，中期煤价有望继续上涨。 3Q 中后期和 4Q 前期将是钢铁行业再库存、电厂补库存、保障房集中开工和大秦铁路检修的时间窗口，预计煤炭需求 将显著上升，焦煤价格有望止跌反弹，动力煤价格有望再度上涨。煤炭在全球能源结构中的地位不可动摇， 将长期扮演能源供应的重要角色。在全球一次能源消费中，煤炭占比为 29%， 仅次于石油的 35%。根据2011 年 BP 世界能源统计，全球煤炭资源可采年限为 118 年，而石油和天然气分别仅为 51 年和 59 年。因此在未来相当长的时间内，煤炭仍将是全球最为稳定和可靠的能源之一。根据 EIA 预测，到 2035 年煤炭仍将占全球一次能源消费的 28%。因此，煤炭将长期扮演全球能源供应的重要角色。澳洲洪水影响尚未完全消除，下半年亚太市场煤炭供应仍将偏紧。年初澳洲的洪水导致煤炭生产和运输受到严重冲 击，今年前 4 月澳洲煤炭出口量同比下降 12.6%，其中动力煤出口同比基本持平，焦煤出口同比大幅下降 23.3%。目 前来看，部分煤矿仍未完全恢复正常，下半年供应仍将偏紧。此外，国际原油价格维持高位，对国际动力煤价形成 强烈支撑。年初以来，国际动力煤和焦煤现货价格分别上涨 26.8%和 45.4%。随着经济复苏，传统煤炭进口国需求将维持稳步增长。随着各经济体逐步走出金融危机，传统煤炭进口大户进口量 均实现快速增长。今年前 5 月台湾煤炭进口量同比增长 10.4%，而前 4 月韩国和日本煤炭进口量分别增长 11.5%和 0.5%。事实上，日本前 3 月煤炭进口仍保持了 4.5%的同比增速，4 月进口下滑主要由于地震导致下游生产在短期内 受到一定影响。随着灾后重建逐步展开，预计日本煤炭进口将恢复较快增长。 下半年中国煤炭进口有回升态势。受到国际煤价大幅上涨的影响，今年前 5 个月国内煤炭进口同比下降 17.5%。但随 着中国国内煤价的回升，内外价差正逐步缩窄，而发改委正在考虑调整进口增值税和港口费用等措施以鼓励进口， 预计下半年进口量将有所回升。 从国内经济分析，这次货币紧缩主要是对于经济过快增长的修正，防止经济出现过热预防泡沫的出现，保证经济在健康的基础上运行，防止经济出现硬着陆对于整个经济的影响，有利于经济长期发展。纵观央行货币政策的运用和效果分析，预计宏观政策调控已经接近尾声，但是从能耗和物价分析，结构调整仍然应该继续加强。在本轮以房地产、汽车消费为重点的国内经济增长周期中，对于这两个行业的调控预示这一增长方式已经发生预期作用，今后政策将促使相关行业保持稳健发展。能源可供后备资源不足，前几年长江三峡水电工程、西气东输、西电东送、西煤东运，相继投入运行，为进入21世纪的中国经济注入了强大的能源。在经济经过十年的高速发展之后，国内能源供应乏力，能源对外依存度逐年提高，除石油以外，天然气、煤炭开始大量进口。在国内煤炭开发的基础上，煤炭由出口一亿吨转变到进口1.46亿吨。说明，经济发展的模式已经受到一定程度的挑战。今后经济增长将围绕高新技术、高新区、高铁展开新一轮经济增长。环保、新材料、新能源将是经济增长的核心产业。华东地区经济增长将融合沿海、沿江、高铁、国际化、城市化、金融（资金）、信息、技术、人才、市场等优势于一体，继续扮演中国经济龙头角色，唯一缺乏的是资源和能源，因此华东区域煤炭市场的龙头地位也将更加巩固。16